中國石油天然氣產銷情況如何？

天然氣產銷有望長期提升，持續受益于 天然氣市場開拓。

1. 天然氣開發：穩常規、深耕致密、攻堅頁巖、突破煤 巖

中國石油自產氣規模優勢顯著，非常規氣為主要增量來源。總量方面，中國 石油是國內天然氣勘探、開發、生產絕對龍頭，2024 年中國石油實現國內天然 氣產量 1404 億方，占全國天然氣產量的 57%，占國內天然氣總供給的 33%。 相較于天然氣產業鏈上其他競爭對手，中國石油的自產氣規模優勢構成其核心競 爭力。產量結構方面，近年來中國石油天然氣產量增量主要來自于非常規氣。 2020-2024 年，中國石油集團國內天然氣產量 CAGR 為 5.0%，其中常規氣 CAGR 為 1.3%，致密氣、頁巖氣 CAGR 分別為 9.3%、7.2%。2024 年，非常規氣占中 國石油集團國內天然氣總產量的 43%，已成為重要的產量來源。

常規氣：控制遞減率實現穩產，開發深層氣助力可持續發展

控制遞減率提升采收率，持續鞏固常規氣上產壓艙石。中國石油下屬長慶油 田蘇里格氣田、西南油氣田等開發程度較深的氣田面對低產低效井增多的情況， 立足老氣田“壓艙石”示范工程管理與技術創新，以“五重”技術路線（重新評 價油藏、重選技術路徑、重構層系井網、重調油藏流場、重組地面流程）為指導， 找準提高采收率和控降遞減率兩個發力點，在增儲量的同時控減量，讓老氣田行 穩致遠。2024 年，西南油氣天然氣產量比上年增長 6.4%，創歷史新高；長慶油 田油氣綜合遞減率控制在 9.2%，連續 3 年天然氣年產量突破 500 億立方米。

加強深層天然氣勘探開發，支撐天然氣持續健康發展。根據中國石油第四次 油氣資源評價成果，中國深層天然氣資源總量巨大，達 20.31 萬億方，占天然氣 總資源量的 55%。截至 2018 年年底，國內投入開發的深層氣田累計探明地質儲 量達 3.32 萬億方，2018 年深層天然氣產量達到 428 億方，占全國天然氣總產量 的 30.2%。深層天然氣資源主要集中在四川、塔里木、準噶爾、柴達木、鄂爾 多斯、松遼及渤海灣等七大含油氣盆地，其中尤以四川盆地和塔里木盆地深層天 然氣資源最為富集，是當前深層天然氣開發的主力區域。 當前我國陸地深層油氣開發面臨的挑戰主要是超深、高溫、高壓、地質復雜 多變，勘探開發風險大，成本高，難度大，對地質理論創井筒技術創新、開發技 術創新和裝備迭代升級提出極高要求。中國石油在《能源科技進展與展望報告 （2024）》中將“深地油氣勘探開發技術” 列入未來十大能源技術展望，其中 深層天然氣將有力支撐中國石油常規天然氣產業持續健康發展。

致密氣：躋身天然氣供應主力，深耕技術實現效益開發

致密氣已成為中國石油第二大天然氣產量來源，上產穩產進行時。近年來， 中國石油致密氣勘探開發技術不斷創新、持續突破，致密氣得到有效開發，產量 持續上升。2024 年，我國致密氣產量為 702 億方，同比增長 11.1%，致密氣產 量占比從 2017 年的 23%上升至 2024 年的 28%。根據中國石油 2023 年度企業 社會責任報告，在其 23 年國內天然氣產量中，致密氣占比為 29.5%，已成為中 國石油第二大天然氣來源。2024 年，中國石油集團致密氣產量為 474 億方，占 集團天然氣總產量的 30%。

中國石油自主掌握致密氣開發關鍵技術。針對中國致密氣的地質和開發特 征，經過幾十年的探索和技術攻關，中國石油自主研發和創新形成了致密氣開發 關鍵技術，使得致密氣開發成本不斷降低、開發規模快速增長；并隨著致密氣發 現和開發類型的不斷增多，技術不斷發展和豐富。

控制單井綜合成本，助力實現效益開采。為實現蘇里格氣田的效益開發，中 國石油將氣井按照厚度和無阻流量劃分為三類，論證出各類氣井均占 1/3 的比 例，得出直井平均單井合理配產 1 萬方/日、井均 EUR2248 萬方等關鍵開發指 標利用開發指標反算方法，預測了氣井實現效益開發的關鍵經濟指標，即單井綜 合成本必須控制在 800 萬元以下。截至 2024 年，致密氣單井綜合成本也控制在 800 萬元以下，開發成本大幅下降。低成本開發戰略的成功實施，使蘇里格氣田 致密氣效益開發實現了從 0 到 1 的突破，為四川、塔里木等盆地致密氣開發提 供借鑒。

頁巖氣：產量增速放緩，推動從淺層向深層的變革

深層頁巖氣開發帶來成本效益挑戰，近年中國石油頁巖氣產量增速放緩。隨 著頁巖氣勘探開發進程的深入推進，深層頁巖氣由于資源量豐富，具有巨大的勘 探開發潛力。較之于中淺層頁巖氣，深層頁巖氣地質條件更加復雜。深層—超深 層高溫高壓環境下鉆完井和壓裂工程成本高，壓裂改造難度大。中—淺層常壓頁 巖氣保存條件與富集機理復雜，地層能量弱，單井產量與采收率低，低成本效益 開發技術仍需深化攻關。在四川盆地瀘州區塊實施的深層頁巖氣水平井套管變 形、壓竄風險高，EUR 偏低，鉆完井成本高，給深層頁巖氣全面效益開發帶來 了巨大的挑戰。在此背景下，我國整體頁巖氣產量增速、中國石油頁巖氣產量增 速均有所放緩，2024 年全國頁巖氣產量 257 億方，同比增長 2.8%，中國石油 頁巖氣產量 153.2 億方，同比增長 3.4%。

深層海相頁巖氣可用作長期產儲量接替，遠期產量增長依然可期。根據鄒才 能等（2021）的預測，中淺層海相頁巖氣是頁巖氣工業發展的“壓艙石”，深 層海相頁巖氣是未來產量增長的主體， 低壓低豐度海相頁巖氣可作為長期穩產 的接替。（1）截至 2020 年，埋深介于 2500-3500m 的中淺層海相頁巖氣已基 本完成產能建設，未來以穩產開發為主，預計可實現年產能規模 200 億方穩產 20 年以上；（2）埋深介于 3500-4000m 的海相頁巖氣開發技術基本成熟，是 “十四五”期間主要的建產領域，具備建成年產頁巖氣 100 億方規模且穩產 20 年以上的潛力；（3）埋深介于 4000-4500m 的海相頁巖氣有效開發技術突破以 后，具備再上產 200 億方的開發潛力。（4）埋深超過 4500m 的超深層海相頁 巖氣資源豐富，可作未來保持穩產的接替領域，具備建成年產頁巖氣 80 億方規 模且穩產 20 年以上的潛力。總的來說，我國頁巖氣增產潛力依然巨大，隨著中 深層海相頁巖氣開發技術實現突破，我國頁巖氣遠期增產依然可期。

降低鉆井周期提升壓裂效率，推動深層頁巖氣攻堅。2025 年 9 月，中國石 油西南油氣田公司重慶氣礦獲得頁巖氣勘探開發關鍵突破，中國石油頁巖氣新層 系首個先導試驗平臺——大頁 1H1 平臺累計產氣量已突破 5000 萬立方米，平臺 壓力與生產態勢穩定，初步估算 EUR 超出方案預期 20%。重慶氣礦近年來深層 頁巖氣關鍵指標不斷取得突破，完鉆周期從 200 天降至最快 64.85 天，壓裂作 業效率從每日不足 1 段提升至 2.8 段，井日均產量從方案設計的 7.8 萬立方米， 實際穩定在 15 萬立方米以上。中國石油將持續推動深層頁巖氣攻堅，加速川東 新層系資源轉化，為保障國家能源安全、推動能源高質量發展貢獻更大力量。

煤巖氣：開發理論初步形成，2035 年有望實現年產 300 億方

2000 年以來，隨著水平井多段壓裂技術突破，深層煤巖儲層內的非常規天 然氣逐漸引起重視。根據中國石油副總地質師、勘探開發研究院黨委書記李國欣 等（2024）的定義，煤巖氣指煤巖自身生成或其他氣源運移而賦存于煤巖中， 游離態和吸附態并存，游離氣含量高，通過儲層改造可快速產氣并能獲得工業化 開采的烴類氣體。從目前勘探開發實踐來看，鄂爾多斯、準噶爾等盆地的煤巖氣 通常分布于埋深超過 2000m 且具有良好頂底板的煤巖儲層中。相較煤層氣，煤 巖氣具備 3 方面特點：（1）游離氣含量豐富；（2）游離氣微距運移聚集；（3） 頂底板控制煤巖氣富集。

中國石油創新形成了深層煤巖氣富集理論與開發關鍵技術，推動煤巖氣勘探 開發實現重大突破。2024 年年初，中國石油股份公司副總地質師、勘探開發研 究院黨委書記李國欣牽頭組織煤巖氣研發團隊，開展《煤巖氣地質特征、富集規 律與開發機理研究》攻關。中國石油股份公司下屬勘探開發研究院與長慶油田、 煤層氣公司、冀東油田和遼河油田等單位構建創新聯合體，明確煤巖氣地質與開 發特征，創新地質理論認識，研發儲層評價技術體系，發展完善水平井多段壓裂 技術，有力推進煤巖氣產業發展。

煤巖氣 2035 年有望實現年產 300 億方，長期開發前景廣闊。截至 2024 年 底，全國累計探明煤巖氣地質儲量約 5968 億方，2024 年產量 27 億方。目前初 步研判全國煤巖氣地質資源量超 38 萬億方，鄂爾多斯盆地等重點區域具備建成 大規模生產基地的潛力，2035 年有望實現 300 億方的年產規模，將占非常規天 然氣產量的 20%、天然氣產量增量的 50%以上，成為天然氣產業發展新的增長 極。當前煤巖氣的勘探開發面臨三大挑戰：（1）煤巖氣成藏機理與富集規律尚 不完善，選區評價標準尚未建立。（2）煤巖氣開采機理與流動規律尚不清晰， 效益開發尚未實現。鄂爾多斯盆地煤巖氣開發完全成本總體超過 1.2 元/方，明 顯高于同盆地致密氣和川南頁巖氣。（3）煤巖失穩與致裂機理尚不明確，主體 工程技術尚未定型。未來中國石油將致力于煤巖氣勘探開發技術的攻關與突破， 未來有望實現煤巖氣的規模化效益開發，引領全球煤巖氣理論技術創新與進步， 最終實現“煤巖革命”。

2. 天然氣需求長期增長疊加市場化改革深化，公司有望 實現量價雙升

公司充分受益于天然氣市場化改革，天然氣銷售合同逐年優化。2023 年起， 隨著海外與天然氣相關的地緣風險回落，我國天然氣市場化改革加速，中國石油 深度受益于天然氣市場化改革，銷售框架合同逐年優化。（1）2023 年相較于 2022 年，居民用氣價格調整為較門站價上浮 15%（2022 年為 5%），非管制氣 的固定價格部分調整為較門站價上浮 80%（2022 年為 40%-80%）。（2）2024 年取消居民氣概念，管制氣非采暖季總資源量占比從 70%下調至 65%，上浮比 例從 15%上調至 18.5%，非管制氣浮動價格部分掛靠氣價由 JKM 現貨價修改為 上海天然氣交易中心現貨價，標志著國內天然氣市場化機制的進一步完善；（3） 2025 年將管制氣比例進一步下調，非管制氣浮動價格部分比例上調至 7%。長 期來看，隨著國內天然氣市場化改革深化，公司天然氣銷售環節受管制比例有望 持續下降，非管制部分價格彈性有望持續提升，銷售盈利能力持續向好。

加大市場營銷力度，天然氣銷量逆勢增長。2025H1，受暖冬及制造業需求 下滑影響，國內天然氣需求增長不及預期，根據中國石化統計，國內天然氣實際 消費量同比增長 2.1%，根據國家統計局統計，國內天然氣表觀消費量同比下滑 0.8%。25H1 中國石油天然氣銷售業務持續優化資源池結構，有效控制綜合采購 成本；堅持批發、零售一體化營銷，持續優化銷售流向，積極拓展直銷客戶和工 業客戶，努力提升高效市場、高端客戶銷量占比。25H1 中國石油銷售天然氣 1515 億立方米，同比增長 2.9%，其中國內銷售天然氣 1198 億立方米，同比增長 4.2%， 國內銷量增速快于國內天然氣需求增速。公司將充分利用氣源和渠道優勢，不斷 開拓市場，實現天然氣銷量的長期增長。

我國長期天然氣需求保持增長態勢，預計峰值消費量超 6000 億方。天然氣 將在我國能源轉型中發揮過渡能源的作用，消費量在中遠期仍將保持增長。中石 化經研院預計我國天然氣需求將于 2040 年前后達峰，峰值約 6100 億立方米， 占一次能源的比例將近 13%。具體進程方面，2030 年以前，即“碳達峰”目標 實現之前，天然氣著力于促成終端能源系統由高碳排放向低碳排放調整； 2030-2040 年，即“碳達峰”至天然氣需求達峰之間，天然氣在終端能源結構改 善中的作用減弱，而在電力系統優化中的作用增強；2060 年以前，即“碳中和” 目標實現之前，電力和氫能加快在終端用能領域滲透，天然氣著力于保障電力系 統的安全穩定以及難電氣化領域的燃料需求。總的來看，天然氣在能源轉型中的 前景主要取決于能源總體安全的考量和轉型進程的挑戰。

城鎮化助力用氣人口增長，居民用氣增速將趨于穩定。歷經 20 余年發展， 天然氣在城市居民生活、商業等領域快速普及，逐步取代 LPG、人工煤氣成為 中國城市燃氣領域的主體能源。2014-2023 年，我國城市燃氣行業快速發展，通 過“宜管則管”“宜罐則罐”的方式，因地制宜，用氣人口快速增長，達到 5.6 億人。2023 年，我國城市供氣總量達 1837 億方，同比增長 3.9%。隨著我國城 鎮化速度趨于穩定，我國居民用氣增速將趨于平穩，但隨著我國城市燃氣管網覆 蓋范圍將繼續擴大，以及南方采暖等需求逐步釋放，天然氣在城市燃氣領域的利 用仍將進一步擴大。

工業“煤改氣”持續推進，中長期天然氣有望深入替代工業煤炭消費。在工 業燃料領域，天然氣廣泛應用于陶瓷、玻璃、鋼鐵等傳統工業行業，也正在成為 光伏玻璃、新能源汽車等新興產業的重要生產用能。2022 年，我國工業領域煤 炭總消費量為 43.7 億噸，天然氣消費量為 2676 億方，天然氣對煤炭的替代率 （以天然氣占氣煤消費量等熱值之比衡量）僅為 10.2%。分行業來看，在煤炭 消費量較高的 18 個子行業中，僅有 4 個子行業天然氣替代率超過 60%，另有 8 個子行業天然氣替代率低于 20%。近年來我國積極淘汰落后產能，清除能耗老 舊生產設備，同時推進清潔替代，鼓勵企業采用環保能源，我國工業領域的天然 氣替代仍存廣闊空間。

3.布局天然氣貿易、儲運全產業鏈，發揮產業協同效應

中俄天然氣合作深化，公司進口管道氣效益有望提升。9 月 2 日，俄羅斯天 然氣工業股份公司（Gazprom）與中國石油集團簽署了具有法律約束力的協議， 將修建經蒙古國通往中國的“西伯利亞力量 2 號”（中俄西線）天然氣管道。俄 氣代表還與中方達成協議，將通過“西伯利亞力量 1 號”（中俄東線）管道增加 供氣量，從每年 380 億立方米提升至 440 億立方米。近年來中俄能源合作加深， 俄羅斯天然氣的持續供應有助于中國石油優化進口管道氣組合，控制進口氣成 本，實現進口管道氣效益的提升。

擴充 LNG 海外氣源渠道，在手 LNG 長協達 1945 萬噸/年。為平抑天然氣進 口成本波動，降低 LNG 現貨價格高漲對公司盈利能力產生負面影響，中國石油 近年來加大了 LNG 長協簽署力度，2022、2023 年相繼簽署美國 Cheniere LNG、 卡塔爾 LNG 兩大長協大單。目前除與埃克森美孚簽訂的短期協議到期外，中國 石油 26 年起可執行 LNG 長協量為 1945 萬噸/年，約合天然氣 267 億方/年，海 外 LNG 長協的供應有望持續優化公司進口氣效益。

順應天然氣調峰需求，中國石油集團加強儲氣庫建設。目前我國儲氣庫主要 由中國石油集團和國家管網集團負責建設、運營。截至 2024 年底，我國建成儲 氣庫 38 座，形成調峰能力 266.7 億立方米，約占天然氣年消費量的 6.3%。中 國石油將力爭“十五五”末新投產儲氣庫 11 個，滿足 2040 年儲氣能力建設需 求。同時，加快實現技術體系化、標準化、品牌化，更好引領我國儲氣庫科技進 步與產業發展。國家管網集團通過新建 8 座鹽穴儲氣庫和與其他央企深化戰略合 作，2030 年地下儲氣庫總體工作氣量將達到 207 億方，切實擔負起天然氣穩定 保供責任。此外，為了擴充儲氣庫建設資本，國家多種所有制經濟參與儲氣庫設 施投資建設及運營，未來民企或以合資形式參與儲氣庫建設。

股份公司并表三家儲氣庫企業，完善天然氣調峰能力。2025 年 8 月 27 日， 中國石油天然氣股份公司下屬全資子公司太湖公司擬與相關合資方分別以現金 出資，新設三家由太湖公司控股的合資公司。新設合資公司擬出資 170.66 億元、 99.95 億元及 129.55 億元，分別收購集團公司下屬全資子公司新疆油田儲氣庫 公司、相國寺儲氣庫公司及遼河油田儲氣庫公司 100%股權，以持有相關儲氣庫 資產。儲氣庫是天然氣產運儲銷中的重要環節和銜接紐帶，是天然氣銷售削峰填 谷、氣田均衡生產的調節工具和手段。公司收購三家儲氣庫公司 100%股權，可 新增 109.7 億方儲氣庫工作氣量，有利于形成與公司天然氣銷量匹配的儲氣調峰 能力，發揮調節作用，實現天然氣產業鏈整體效益最大化。此外，三家儲氣庫公 司盈利能力較強，2024 年凈利潤合計 19 億元，凈利率平均為 40.0%，本次交 易后，相關資產、收入及利潤將對公司整體財務狀況和經營成果產生積極影響。